石油管道的腐蚀与防护综述
摘要：本文主要归纳了石油管道腐蚀与防护中的基本和常见问题，讨论了石油管道腐蚀的历史及现状、腐蚀的分类和石油管道腐蚀主要影响因素、腐蚀的基本理论，在此基础上讨论了过去和现在石油管道防腐的几种常用和有效的方法。最后，对石油管道防腐新技术进行了展望和总结。
Abstract:This paper summarizes the basic and frequently asked questions about corrosion and protection of oil pipelines, Discussed the history and current situation of oil pipeline corrosion status ,Classification of corrosion and the main factors on oil pipeline corrosion, the basic theory of corrosion. On this basis, to discuss the past and present oil pipeline corrosion of several common and effective method, and finally discussed the new technology on oil pipeline corrosion research prospect and summarization.
关键词：石油管道能源安全腐蚀与防护大气腐蚀土壤腐蚀海水腐蚀覆盖层阴极保护缓蚀剂结构设计焊接工艺环保涂料
一、前言（石油管道防腐的意义）：
能源管线安全问题看似是一个能源问题，但它决定着一个国家输送“工业血液”的战略能力，现在全世界的油气管线总长度达250万公里，可以绕地球赤道60多圈，已超过世界铁路总里程，成为能源运输的主要方式之一，而我国也在“十二五”规划后建成石油管道总里程超10万公里。石化行业又是中国经济的中流砥柱，所以管道安全有着重要的意义，能源管道的安危从未像今天这样如此接近人们的生活。大连新港输油管道爆炸带来重大污染；英国石油公司可能在墨西哥湾出现的海底管道渗漏让美国又惊出了一身冷汗；21日，一起油管爆炸切断了伊朗输往土耳其的天然气，俄罗斯于是加大对土耳其的供气量。如今陆上能源管线更像是一根根突起的“血管”，“出血”和“贫血”对一个国家来说都是可能致命的威胁。也正因为如此，从超级大国到反政府武装都盯上了一根根暴露在地表的能源管道。中——缅输油管道的开工建设，该管道将绕过马六甲这一政治敏感地区，大大降低中国运输石油的成本。这事竟然能引起西方大国的高度关注。就连恐怖分子也瞄上了石油管线仅今年3月一个月，尼日尼亚游击队就两次炸毁壳牌等跨国公司的输油管道冲击原油价格，如果把恐怖分子对管线的破坏当做战争时的炸弹，那么管道腐蚀就像是还未爆炸的“集束炸弹”不知道什么时候会爆炸？所以了解石油管道的腐蚀机理、影响因素和控制方法具有十分重大的
意义。
二、世界油气管道建设及防腐现状
(一) 西方国家（美国）石油管道建设现状：
自1865 年美国建成世界上第一条输油管道至今,美国的各类管道总长度位居世界第一,也是世界上管道技术最为先进的国家。美国早已经修成了29万多公里的输油管道和30
万公里的输气管道。在1977年美国建成了纵贯阿拉斯加的输油管道，北起北冰洋的普拉德霍湾，南至太平洋沿岸的瓦尔迪兹港，穿越3条山脉，300多条河流，和650公里的冻土区，全程1287公里，管径1220毫米，年输出量40000万吨以上，全线采用计算机控制，是世界上最先进的管道之一。
（二）我国石油管道建设现状：
从1958年建设第一条原油管道起到现在，我国共建成石油管道8万公里，海上石油管道近5千公里。基本上形成了横贯东西、纵贯南北的管道运输网络，对保障中国石油田稳产增产和满足国民经济持续、稳定、均衡发展，对石油能源的需要，有着重要的意义。随着中亚诸国和俄罗斯、缅甸、卡塔尔、伊朗、澳大利亚等境外石油资源的落实，未来几年将集中建设一批跨国管道，到“十二五”规划期末全国长输石油管道总里程将超过10万公里。（1）中国石油管道建设开端：中国建设的第一条长距离原油管道，是1958年建设的克拉玛依至独山子炼油厂的输油管道。这是在没有资料，没有专用设备，没有专业施工队伍的情况下开始的。用钻井柴油机作为输油动力，用牛皮纸裹着沥青防腐管道这条管道的建设成功，为后来建设石油管道探出了路子，积累了经验。
（2）中国石油管道建设的发展：从“八三”会战开始快速发展石油管道，1970年，大庆油田原油产量突破2000万吨，依靠火车运油远远满足不了大庆油田快速发展的需要。为了解决大庆油田被迫限产、关井的难题，国务院于1970年8月3日决定展开东北“八三工程”会战，掀起了中国第一次建设石油管道的高潮。经过军民团结奋斗5年，于1975年建成了庆抚线、庆铁线、铁大线、铁秦线、抚辽线、抚鞍线、盘锦线、中朝线8条管线，总长2471公里，率先在东北地区建成了输油管网。
（3）利用世界高新技术实现中国石油管道跨越式发展改革开放后，中国石油管道企业奋起直追，积极主动地学习国外先进技术和先进管理经验，用了不到20年的时间，就赶上了发达国家奋斗了100多年所达到的先进水平。到2004年，以建成的西气东输管线为标志，中国石油管道在设计、施工、管理等主要方面，已经从整体上达到了20世纪末的世界先进水平。国内研制的石油管道防腐材料有改性沥青、环氧煤沥青、煤焦油瓷漆、聚乙烯夹克、环氧粉末、聚乙烯黏胶带、环经聘请国内外著名材料专家鉴定，达到世界先进水平。氧树酯等，可以适应于各种腐蚀环境的要求，防腐寿命都在60年以上。
（4）我国石油管道建设趋势
随着我国石油勘探开发的不断深入,石油作为不可再生性资源,其勘探开发难度越来越大,存储量将越采越少,但国家经济的快速发展对石油的消费量却逐年增加,我国今后新增的石油需求几乎全部依赖进口。我国是石油的生产大国,也是消费大国和世界上第二大石油进口国,我国对进口石油的依赖程度目前已达32 %在还没有足够先进的技术代替传统的能源工业，中国对石油的依赖还是挺大的，需要更进一步完善四通八达的油气管网系统，面临着敷设数万千米西气东输、西油东送、国内成品油管线网、海上油气田水下输送油气管线等多种形式管线的建设任务。国际输油管道也积极发展，中俄，中哈，中缅等管道系统真稳步推进。（三）石油管道防腐历史与现状
我国的管道事业也迅猛发展，目前已建成四个长距离管道输送系统，分别为集大庆、吉林、辽河三大油区原油管道输送为一体。腐蚀是引起管道系统可靠性和使用寿命的关键因素。
腐蚀破坏引起突发的恶性事故，往往造成巨大的经济损失和严重的社会后果。石油勘探开发的油井管(油管、套管、钻杆等)和石油集输管线(长距离输油管、出油管、油田石油集输管，注水注气、注二氧化碳、注聚合物管等)，其失效形式主要表现为腐蚀失效，主要腐蚀介质有H：S、CO：、O：、硫酸盐还原菌(SRB) 等。例如，在1977年完成的美国阿拉斯加一条长约1287km、管径1219．2mm的原油输送管道，一半埋地一半裸露，每天输送原油约200x104桶，造价80亿美元，由于对腐蚀研究不充分和施工时采取防腐措施不当，12年后发生腐蚀穿孔达826处之多，仅修复费用一项就耗资15亿美元。1975年挪威艾柯基斯克油田阿尔法平台APIX52高温立管，由于原油中含有1．5％一3％CO，及6％～8％的Cl，同时由于海洋飞溅区的腐蚀，投产仅2个月，立管就被腐蚀的薄如纸张，导致了严重的爆炸、燃烧和伤亡事故。我国随着石油、天然气的勘探开发进展，含硫化氢、二氧化碳、氯离子及含水等多种腐蚀介质的油，输油、气钢质埋地管道腐蚀严重。现在我国油、气田开发进入中、高含水期，输送油、气管道、管网的腐蚀越来越严重。所以，要保证油、气田安全生产、连美国这样发达的国家在石油管道防腐是依然是要“摸着石头过河”也有损失惨重的时候，我们国家起步的更晚，在开始还遭受西方国家的技术封锁，所以也走了很多弯路，现在防护技术已有很大进步与发展，不过在新技术整体上与以美国为首的发达国家还有很大差距。
三、石油管道防腐原理及影响因素
石油管道，顾名思义就是输送石油的管道。石油管道的敷设主要采用埋地、管沟和架空。后两者主要用于站场内管道敷设，在运输过程基本上都采用埋地铺设。石油管道的腐蚀发生在管道内部、外部绝它的腐蚀也就是发生在管内和管外。管内由输送介质的性质影响腐蚀速率；管外就比较复杂，经过不同的地方就有不同的腐蚀类型，如通过沙漠主要是大气腐蚀，埋在地下的通常主要是土壤腐蚀，铺在海底的主要是海水腐蚀。但是石油管道通常横贯东西，所遇到的环境通常囊括了以上各种类型，所以显得复杂。因此找到原因至关重要，这样就可以对症下药，达到最好的防护效果。
（一）管道腐蚀产生的原因：
1.外界条件
①管道周围介质的腐蚀性介质的腐蚀性强弱与土壤的性质及其微生物密切相关，然而对于长输管道涉及的土壤性质比较复杂，准确评定其腐蚀性非常困难。
②) 周围介质的物理性状的影响：主要包括地下水的变化、土壤是否有水分交替变化等情况，以及是否有芦苇类的根系影响等。
③) 温度的影响：包括环境温度和管道运行期间产生的温度。温度的升高，腐蚀的速度会大大加快。温度的高低与管路敷设深度有直接的关系，同时更受地域差别的影响。
④) 施工因素的影响：包括材料的把关、操作人员的责任心、质量意识等。施工时是否考虑了环境与施工因素的有机结合，根据不同的情况采取不同的措施等。采用盐酸等处理金属管道内壁结垢时可加速管道内壁的腐蚀速度，杂散电流可对管道产生电解腐蚀。
⑤油气本身含有氧化性物质：如含水，及H S 、C O 等酸性气体可造成类似原电池的电化学反应和破坏金属晶格的化学反应，可造成管道内壁的腐蚀。
2. 防腐措施的问题防腐层失效是地下管道腐蚀的主要原因，轻度失效可增大阴极保护电流弥补防腐作用；特殊的失效，如因防腐层剥离引起的阴极保护电流屏蔽及防腐层的破坏，
管道就会产生严重的腐蚀。腐蚀发生的原因是防腐层的完整性遭到破坏，主要产生于防腐层与管道剥离或是防腐层破裂、穿孔和变形。
①) 防腐层剥离，即防腐层与管道表面脱离形成空问。如果剥离的防腐层没有破口，空间没有进水一般不产生腐蚀。若有破口，腐蚀性介质进入就可能出现保护电流不能达到的区域，形成阴极保护屏蔽现象。在局部形成电位梯度，管道就会因此产生腐蚀。管道内壁有足够大的拉应力，拉应力与腐蚀同时作用，可产生危害更大的应力腐蚀破裂。
②防腐层破裂、穿孔、变形，可直接破坏防腐层，腐蚀介质从破口进人防腐层，还能进一步促成防腐层剥离，在一定条件下产生阴极屏蔽，破裂严重时可导致管道腐蚀。破裂的主要原因为土壤应力、外力和材料老化。穿孔多由施工时的创作不当或外力所造成。还有报道认为，腐蚀层不完整造成局部腐蚀加剧，如某油田计量站管道防护层多处破损点，形成小阳极，造成局部腐蚀。
③) 有些工程未能对金属管道及时有效地实施阴极保护措施。阴极保护对延长金属管道使用寿命十分重要，尤其是当管道老化或局部破损后阴极保护的作用显得非常重要。
④) 管道补口、维修没有完全按防腐标准规范执行。管道补口要求将粘附在金属管道表面残留物清除干净，然后用电动钢丝刷等除锈达到2级标准，再刷防腐漆或缠防腐胶带，如果除锈2级标准达不到2级标准容易造成底漆与管道粘结不牢，发生剥离或阴极剥离，为管道腐蚀埋下隐患。
⑤深根植物根系破坏深根植物的根系向地下延伸将管道缠绕、挤压，甚至穿透管道的防腐层，造成管道防腐层失效。因此，管线所经之地，应无深根植物。管道还要经过许多的山林、田野等地区。在这些地区，一般都有自然生长的树木、灌木等植物当这些深根植物在管道附近甚至管道上生长时，由于地点偏僻不便巡线，造成漏巡，并且管道一般敷设深度在1．2m左右，有时甚至更浅，树根很容易长到管道处，破坏管道防腐层。
（二）石油管道腐蚀的分类
(1)和一般的腐蚀一样，按照最基本的可以分成3大类，一般化学腐蚀、电化学腐蚀、与物理腐蚀，其中石油管道以其所处的的复杂环境，是这3中腐蚀都占有，但是是以电化学腐蚀为主。
(2) 按石油管道破坏形式的分类：石油管道被破坏就只有内壁及外壁，更具体的是
①点蚀：在点或孔穴类的小面积上的腐蚀叫点蚀。这是一种高度局部的腐蚀形态，孔有大有小，一般孔表面直径等于或小于它的深度，小而深的孔可能使金属板穿孔；孔蚀通常发生在表面有钝化膜或有保护膜的金属（如不锈钢﹑钛等）。
②缝隙腐蚀：金属表面由于存在异物或结构上的原因而形成缝隙（如焊缝、铆缝﹑垫片或沉积物下面等），缝隙的存在使得缝隙内的溶液中与腐蚀有关的物质迁移困难，由此而引起的缝隙内金属的腐蚀，称为缝隙腐蚀。由于石油管道都是里程很长不可能一根钢管做的那么长，所以都是通过焊接技术将其连接起来的，所以这中腐蚀在石油管道中最常见。
③晶间腐蚀：沿着合金晶界区发展的腐蚀叫间晶腐蚀。腐蚀由表面沿晶界深入内部，外表看不出迹象，但用金相显微镜观察可看出晶界呈现网状腐蚀.这种腐蚀可使金属在表面上看不出有任何变化的情况下丧失强度，造成构件或设备的严重破坏.晶间腐蚀易发生在不锈钢﹑镍合金上。
④丝状腐蚀：涂有透明清漆或油漆膜的金属暴露在潮湿的大气中时，金属表面由于漆膜能渗透水分和空气而发生腐蚀.腐蚀产物呈丝状纤维网样，这种腐蚀称丝状腐蚀。其产生原因是潮湿大气的作用，其机理为氧的浓差电池作用。
⑤应力腐蚀开裂：也称SCC。金属和合金在腐蚀与拉应力的同时作用下产生的破裂，称为应力腐蚀开裂。这是一种最危险的腐蚀形态，但它只是在一定条件下才能发生：一是有一定的拉应力；二是有能引起该金属发生应力腐蚀的介质；三是金属本身对应力腐蚀敏感.如“奥氏体不锈钢—氯离子”,“碳钢－硝酸根离子”等。应力腐蚀的裂缝形态有：沿晶界发展的晶间破裂和穿越晶粒的穿晶破裂，也有二者的混合型。一般认为纯金属不会发生应力腐蚀的，含有杂质的金属或是合金才会发生应力腐蚀
⑥电偶腐蚀：当两种金属浸在腐蚀性溶液中，由于两种金属之间存在电位差，如相互接触，就构成腐蚀电偶。较活泼的金属成为阳极溶解，不活泼金属（耐腐蚀性较高的金属）则为阴极，腐蚀很小或完全不腐蚀。这种腐蚀称为电偶腐蚀，或接触腐蚀，亦称为双金属腐蚀⑧腐蚀疲劳：高变应力和腐蚀介质的同时作用下，金属的疲劳强度和疲劳寿命较无腐蚀作用时有所降低，这种现象叫腐蚀疲劳.任何金属在任何介质中都有可能发生腐蚀疲劳，不要求特定的材料与介质组合.
⑨冲刷腐蚀（磨损腐蚀）：当溶液流动时，溶液中含有能起研磨作用的固体颗粒破坏了金属表面的保护膜，使保护膜被除掉的地方发生腐蚀。其破坏形貌可以是局部的，也可以是均匀的。
⑩湍流腐蚀（冲击腐蚀）：流速较快的溶液由于金属器件或管道的几何形状突然变化而冲击金属表面产生湍流，使金属发生破坏。
(3)输油管道的腐蚀分类及腐蚀机理
原油中主要的腐蚀类型有以下几种：
①耗氧腐蚀:原油中常含有一定的水分，还溶解有氧气，水中分子氧的腐蚀作用是通过阴极上耗氧反应进行的，其电极反应如下：
在中性溶液中：O2 + 2H++ 4e → 2OH一
在碱性溶液中：O2 + 2H2O + 4e →4OH一
在酸性溶液中：O2 + 4H++ 4e → 2H2O
水溶液应属酸性水溶液。阴极上进行的耗氧反应，将促进底部钢管不断离解成离子而溶解，从而发生腐蚀。
②二氧化硫腐蚀:
随着高含硫原油加工量的不断增加，管线内含硫物将积累变多，而管线底部积水中的二氧化硫对钢管可发生酸的再生循环反应。首先由二氧化硫(SO2)、氧气(O2)、铁反应生成硫酸亚铁(FeSO4)，然后硫酸亚铁水解成氧化物和游离酸，游离酸又加速铁的腐蚀，生成新的硫酸亚铁，硫酸亚铁再水解，
如此反复循环加速了对管线底部的腐蚀。其腐蚀过程为：
Fe + S02 + O2→ FeSO4
2FeSO4 + 3H2O → Fe2O3 + 6H+ + 2SO42-
Fe + SO42-+ 2H+→ FeSO4 + H2↑
H2S—H2O型腐蚀
硫化氢(H2S)在没有液态水时(气相状态)对管线腐蚀很轻，或基本无腐蚀，但在遇水时，极易水解，在水中发生的电离式为：
H2S → H+ + HS-
HS-→ H+ + S2-
含硫原油中的硫化氢对管线内壁的腐蚀相当严重，也是管线内壁腐蚀的重要原因。它所引起的腐蚀反应式为：
2Fe + 2H2S + O2→ 2FeS + 2H2O
4Fe + 6H2S + 3O2→ 2Fe2S3 + 6H2O
H2S + 2O2→ H2SO4
硫化氢不仅造成化学腐蚀，而且由于腐蚀产物H2SO4的存在，还可能进而造成电化学腐蚀。
③二氧化碳腐蚀
二氧化碳对钢管的腐蚀(反应)过程为：
CO2 + H2O → H2CO3
碳酸(H2CO3)使水溶液的pH值下降，钢管发生氢气极化反应：
Fe + H2CO3 → FeCO3 + H2↑
阳极反应为：
Fe → Fe2+ + 2e
铁失去电子成为离子，溶解到溶液中去，阴极反应是碳酸(H2CO3)离解成2H+ + CO32- 及氢离子得到电子成为氢分子析出：
H2CO3 → 2H+ + CO32-
2H+ + 2e → H2↑
二氧化碳(CO2)常常造成坑点腐蚀、片状腐蚀等局部腐蚀。
④细菌腐蚀
可对管线产生腐蚀作用的细菌有硫代硫酸盐、氧化细菌、硫氧化细菌、铁细菌、硝酸盐还原菌等。腐蚀机理以硫酸盐还原菌为例。在有氢原子存在的条件下，硫酸盐还原菌在新陈代谢过程中，能将硫酸盐还原成硫化物：
SO42- + 8H+ → S2-+ 4H2O
管线底部水溶液中氢原子不断被硫酸盐还原菌代谢反应所消耗的结果，造成管线底部钢管内表面电化学腐蚀过程中的阴极反应不断进行下去：
Fe2+ + S2- → FeS (黑色铁锈)
Fe → Fe2+ + 2e
这就加速了管线底部钢管内表面的阳极离子化反应，进而加速了管线内表面的腐蚀过程。⑤原油沉积水腐蚀
原油中H、S、硫醇等活性硫含量较高，再加上原油开采或运输过程中混入的海水，造成原油储罐沉积水腐蚀性增加。防腐蚀层脱落后的裸露金属表面与沉积水构成许多微电池。原油中钙、镁、铁、钠等离子增加了沉积水的电导率，加快了腐蚀进程；腐蚀时生成的氢氧化亚铁Fe(OH)2，在水中溶解氧的氧化下生成氢氧化铁Fe(OH)3，氢氧化铁又进一步被氧化成红
色铁锈Fe2O3?H2O。这种腐蚀由表面开始，逐渐向下扩展，形成鼓包和分层，随着腐蚀的不断进展，造成管线内侧的大面积腐蚀及穿孔。
此外，当原油中Cl-含量达到一定临界值后，就会发生点蚀，且浓度愈高点蚀愈重。此外，大量Cl-存在还容易发生缝隙腐蚀，尤其含水原油中Mg2+ ，Ca2+ 含量较高，CaCO3，MgCO3等垢物及腐蚀产物沉积在管线下部，会加剧垢下腐蚀的发生。
⑥杂散电流腐蚀。流散于大地中的电流对管道产生的腐蚀，又名干扰腐蚀，是一种外界因素引起的电化学腐蚀。管道腐蚀部位由外部电流的极性和大小决定，其作用类似电解。杂散电流从原油管道受电气化铁路的杂散电流腐蚀在建成后约4个月即遭电流腐蚀穿孔。交流电引起的腐蚀是在管道沿高压输电线敷设时，因电磁耦合在管道上感应的交流电所造成的，对人体和设备均有危害。
（三）石油管道腐蚀的主要影响因素：
（1）大气腐蚀：
1.大气腐蚀的条件：
①干大气腐蚀：金属表面没有水膜存在时的大气腐蚀。
②潮大气腐蚀：金属表面存在肉眼看不见的薄水膜下的大气腐蚀，其相对湿度一般低于100%。
③湿大气腐蚀：当相对湿度接近于100%，或当水分直接落到金属表面时，在金属表面上存在着肉眼可见的水膜时的大气腐蚀。
2.金属大气腐蚀的电化学过程
大气腐蚀是金属表面处于薄层电解液下的腐蚀，腐蚀过程即遵循电化学腐蚀的基本规律，又具有大气腐蚀的特性。
①阴极过程
当金属发生大气腐蚀时，由于金属表面液膜很薄，氧气易于到达阴极表面，所以阴极过程以氧的去极化为主，阴极过程的反应为
O2＋2H2O＋4e→4OH—（在中性或碱性介质中）
O2＋4H＋＋4e→2H2O（在酸性介质中）
在大气腐蚀条件下，氧通过液膜到达金属表面的速度很快，并得到不断供给，液膜愈薄，扩散速度越快，阴极上氧去极化过程愈有效。但当液膜过薄时，则膜难以形成，氧的阴极去极化过程就受到阻滞。
②阳极过程
腐蚀的阳极过程为金属Me作为阳极的溶解过程，在大气腐蚀条件下，阳极过程的反应为Me＋xH2O→Men＋·xH2O＋ne－
阳极过程受两方面因素的影响，一是阳离子的水化作用，二是氧对阳极的钝化。大气腐蚀时，随着金属表面水膜的减薄，氧易于通过水膜而促进阳极钝化，而吸附水膜中阳离子的水化作用困难，使得阳极过程受到阻碍，阳极去极化的作用也随之减少。
③欧姆电阻
欧姆电阻是影响腐蚀电化学过程的重要因素，它受水膜厚度和腐蚀介质的影响。随着金属表面液膜的减薄，除了使阴极过程变得容易、阳极过程进行得困难外，还会使腐蚀微电池的欧
姆电阻增大，导致腐蚀微电池作用减少。
3.影响大气腐蚀的因素
（1）气候因素：如大气的相对湿度、气温、温差、降雨、大气中有害气体、固体颗粒等（2）金属表面因素
①金属表面状态金属表面状态对空气的水分吸附凝聚有很大的影响。经过精细研磨和抛光的金属表面，能提高腐蚀抗力，尤其是在腐蚀开始阶段。新鲜的、粗糙加工的表面腐蚀活性最强。当长期放于干燥的空气中，由于表面生成保护膜，这种活性会大为降低。
②腐蚀产物经大气腐蚀后的金属表面上生成的腐蚀产物膜，根据其致密程度，所产生的效果不同。对不锈钢类、铝及铝合金而言，锈层结构致密，有良好的保护作用。而对一般的钢，在湿大气环境条件下，膜层不致密，腐蚀产物具有自催化作用，会加速金属的腐蚀。
（2）土壤腐蚀
土壤是一个由气、液、固三相物质构成的复杂系统，因此埋在其中的石油管道的腐蚀更是十分复杂，但是依然会以电化学腐蚀为主
1.土壤腐蚀的类型
1.1异金属接触电池
地下金属构件采用电极电位不同的两种金属材料联结时，电位较负的金属腐蚀加剧，而电位较正的金属获得保护。
1.2、氧浓差电池
由于管线不同部位的土壤中氧含量的差异，产生氧浓差电池。氧含量低的部位电位较负，成为阳极，氧含量高的部位电位较正为阴极。
1.3、盐浓差电池
由于土壤介质的含盐量不同而造成的，盐浓度高的部位电极电位较负，成为阳极而加速腐蚀。
1.4、温差电池
这种电池在油井和气井的套管以及压缩站的管道中可能发生。位于地下深层的套管处于较高的温度，成为阳极，而位于地表面附近即浅层的套管温度低，成为阴极。
1.5、新旧管线构成的腐蚀
当新旧管线连在一起时，由于旧管线表面有腐蚀产物层，使电极电位比新管线正，成为阴极，加速新管的腐蚀。
1.6、长距离腐蚀宏电池
这类电池发生在埋设于地下的长距离金属管道上。由于土壤的组成、结构不同所形成的腐蚀电池。长距离腐蚀宏观电池可产生相当可观的腐蚀电流，也称为长线电流。
1.7、杂散电流腐蚀
所谓杂散电流是指由原定的正常电路漏失的电流。其来源主要有电气化铁道、电焊机、电化学保护装置、电解槽等。杂散电流可导致地下金属设施发生严重的腐蚀破坏作用。其腐蚀量与杂散电流的强度成正比，服从法拉第电解规律。腐蚀事故表明，直流电和交流电均能产生杂散电流腐蚀，但后者仅为前者的1％。
1.8、微生物腐蚀
微生物对地下金属构件的腐蚀，是新陈代谢的间接作用，不直接参与腐蚀过程。
2、土壤腐蚀的特点
埋设在土壤中的金属管线、金属电缆等常会发生腐蚀，这种腐蚀称为土壤腐蚀。土壤腐蚀与在电解液中的腐蚀一样，是一种电化学腐蚀。大多数金属在土壤中的腐蚀属于氧的去极化腐蚀，只有在强酸性土壤中，才发生氢的去极化腐蚀。
土壤是一个由气、液、固三相物质构成的复杂系统，作为电解质主要有下列特点：
2.1、多相性
土壤具有复杂的多相结构，包括土粒、无机矿物质、有机物、水、空气等。不同土壤中的土粒大小不同，土粒的成分比例也不相同。
2.2、多孔性
土壤中存在许多充满空气和水的毛细管微孔或孔隙，使土壤成为腐蚀性电解质。土壤中的孔隙度和含水性影响土壤的透气性和电导率大小，含氧量影响土壤的电极过程。
2.3、不均匀性
土壤的物理化学性质，不仅随土壤的组成及其含水量而变化，还与土壤的结构及其紧密程度有关。因此，土壤存在小范围和大范围的不均匀性。
2.4、固定性与运动性
土壤中的固体物质相对于埋在土壤中的金属来说是固定不动的，而土壤中的气体和液体可在一定范围内运动。
3、土壤腐蚀的电化学过程
3.1、阳极过程
金属在潮湿土壤中的阳极过程与在腐蚀溶液中相类似，阳极过程无明显阻碍。而在干燥且透气性良好的土壤中，阳极过程接近于金属在大气腐蚀中的阳极行为，即阳极过程由于钝化或离子化困难而产生很大的极化，由于腐蚀二次反应，不溶性腐蚀产物与土黏结形成紧密层，起到屏蔽作用，导致阳极极化程度随时间不断增大。
3.2、阴极过程
阴极主要是氧的去极化过程，包括两个基本步骤，即氧向阴极的输送和氧离子化的阴极反应。实践证明，金属构件在土壤中的腐蚀，阴极过程是主要的控制步骤，而这种过程受氧输送所控制。因为氧从地面向地下的金属构件表面扩散，是一个非常缓慢的过程，与传统的电解液中的腐蚀不同，在土壤条件下，氧的进入不仅受到紧靠着阴极表面的电解质（扩散层）的限制，而且还受到阴极上面整个土层的阻力等，输送氧的主要途径是氧在土壤气相中（空隙）的扩散。氧的扩散速度不仅决定于金属构件的埋没深度，还受土壤结构、湿度、松紧程度以及土壤中胶体粒子含量等因素的影响。
对于颗粒状的疏松的土壤来说，氧的输送还是比较快的。相反，在紧密的高度潮湿的土壤中，氧的输送效率是非常低的。尤其是在排水和通气不良，甚至在水饱和的土壤中，因土壤结构很细，氧的扩散速度很低。
4、土壤腐蚀的影响因素
4.1、土壤的导电性
对于宏观腐蚀电池起主导作用的土壤腐蚀，特别是阴极与阳极相距较远时，为电阻控制，导电性的好坏直接关系到腐蚀速度。通常认为，导电性强，腐蚀速度大，导电性差，腐蚀速度
低。但土壤导电性对微电池腐蚀影响不大。
4.2、透气性（孔隙度）
较大的孔隙度有利于氧渗透和水分的保存，而氧和水分都是促进腐蚀发生的因素。在干燥的沙土中，由于气体容易渗透，所以含氧量多；在潮湿而紧密的土壤中，气体传输比较困难，含氧量很少。在不同的土壤中，含氧量相差可达几百倍。
4.3、含水量
土壤腐蚀的电解液是由水分和可溶性盐组成的，当含水量很低时，阳极极化和土壤比电阻加大，腐蚀速度很小。随着含水量的增加，土壤中盐分的溶解量增大，导电性增强，因此腐蚀速度加大。但含水量过多时，因土壤胶粘膨胀堵塞了土壤的孔隙，氧的扩散渗透受阻，腐蚀速度反而减小。
4.4、含盐量
土壤中的盐分除了对影响土壤腐蚀介质的导电性外，还参与电化学反应，从而对土壤腐蚀性产生影响。土壤中可溶性盐的含量一般在2％以内。土壤含盐量愈高，土壤导电性愈强，土壤腐蚀性愈强。但含盐量高，氧的溶解度下降，减弱了腐蚀的阴极过程。土壤中的Cl－对金属材料的钝性破坏很大，促进土壤腐蚀的阳极过程，并能穿透金属钝化层，与钢铁反应生成可溶性腐蚀产物。所以，土壤中Cl—含量愈高，土壤腐蚀性愈强。
4.5、土壤中的细菌
土壤中缺氧时，一般难以进行金属腐蚀，因为氧是阴极过程的去极化剂。但当土壤中有细菌，特别是有硫酸盐还原菌存在时，会促进腐蚀。其原因是在这些还原菌的生活过程中，能利用氢或者某些还原物质将硫酸盐还原成硫化物时所放出的能量而繁殖起来。埋在土壤中的钢铁构件表面，在腐蚀过程中阴极区有氢原子产生，若它附在金属表面不以气泡形式逸出，将造成很大的阴极极化，而使腐蚀减缓或停止。如果有硫酸盐还原细菌活动，则消耗金属表面的氢，促使阴极反应的进行，在铁表面生成黑色的硫化亚铁，结果使金属腐蚀加速。这种细菌在中性土壤中最易繁殖，但在pH大于9的土壤中，就不容易繁殖了。还有些细菌能有效放出H2S、CO2等侵蚀性气体，也加速金属的腐蚀过程。
4.6、杂散电流
直流杂散电流对金属的腐蚀，同电解原理是一致的，电流从土壤进入金属管道的地方带有负电，这一地区为阴极区，阴极区容易析出氢气，造成金属构件表面防腐涂层剥落。由管道流出的部位带正电，该区域称为阳极区，阳极溶解使铁离子溶入土壤中而受到严重腐蚀。杂散电流造成的集中腐蚀破坏是非常严重的，一个壁厚8～9 mm的钢管，快则几个月就会穿孔、交流杂散电流对地下金属材料具有一定的腐蚀作用。
（3）海水腐蚀
1、海水的腐蚀特征
海水的高腐蚀性主要由含盐量、含氧量和含氯量决定的。海水是自然界中量最大、腐蚀性较强的一种天然电解质溶液，常用的金属和合金在海水中大多数会遭到不同程度的腐蚀。尤其是不锈钢要是到了海水中就变成了“易绣钢”了。因为海水是一种含盐量相当大的腐蚀性介质，表层海水含盐量一般在 3.20％~3.75％之间，随水深的增加，海水含盐量略有增加，盐分中主要为氯化物，占总盐量的88.7％。由于海水总盐度高，所以具有很高的电导率，远远
过河水和雨水的电导率。海水中的氧含量是海水腐蚀的主要影响因素之一，正常情况下，表面海水氧浓度随水温大体在5~10mg/L范围内变化。海水中氯离子含量约占总离子数的55％，海水腐蚀的特点与氯离子密切相关。氯离子可增加腐蚀活性，破坏金属表面的钝化膜。
2、海水腐蚀的电化学过程与特点
2.1、海水腐蚀是氧去极化过程。除了电极电位很负的镁及其合金外，所有的工程金属材料在海水中都属氧去极化腐蚀。（镁在海水中既有吸氧腐蚀又有析氢腐蚀）
金属及合金浸入海水中，其表面层物理化学性质的微观不均匀性，如成分不均匀性。相分布的不均匀性、表面应力应变的不均匀性，以及界面处海水物理化学性质的微观不均匀性，导致金属一海水界面上电极电位分布的微观不均匀性。这就形成了无数腐蚀微电池，电极电位低的区域(如碳钢中的铁素体基体)是阳极区，发生铁的氧化反应
Fe→Fe2＋＋2e
而在电极电位较高的区域（如碳钢中的渗碳体相）是阴极区，发生氧的还原反应
O2＋2H2O＋4e→4OH－
结果阳极区产生电子，阴极区消耗电子，导致金属的腐蚀。这种由微电池的电化学反应导致的腐蚀称为微电池腐蚀。金属在海水中的腐蚀大多数以这种方式进行。
2.2、海水中含有大量的氯离子，对于大多数金属（如铁、钢、锌、铜等），其阳极阻滞程度是很小的。由于氯离子的存在，使钝化膜易遭破坏，易产生孔蚀，即使是不锈钢也容易发生局部腐蚀。
2.3、海水是良好的导电介质，电阻性阻滞很小，在金属表面形成的微电池和宏观电池活性较大。因此，在海水中异种金属的接触能造成显著的电偶腐蚀，且作用强烈，影响范围较远。
2.4、海水中除发生全面腐蚀外，还易发生局部腐蚀，由于钝化膜的破坏，容易发生孔蚀和缝隙腐蚀。在高流速的情况下，还易产生空泡腐蚀和冲刷腐蚀。
3、海水腐蚀的环境影响因素
3. 1、盐度
盐度是指100克海水中溶解的固体盐类物质的总克数。一般在相通的海洋中总盐度和各种盐的相对比例并无明显改变，其盐度范围为3.20％～3.75％，这对一般金属的腐蚀无明显的差异。但海水的盐度波动却直接影响到海水的比电导率，比电导率又是影响金属腐蚀速度的一个重要因素，同时因海水中含有大量的氯离子，破坏金属的钝化，所以很多金属在海水中遭到严重腐蚀。
3.2、含氧量
海水腐蚀是以阴极氧去极化控制为主的腐蚀过程。海水中的含氧量是影响海水腐蚀性的重要因素。氧在海水中的溶解度主要取决于海水的盐度和温度。如果完全除去海水中的氧，金属是不会腐蚀的。对碳钢、低合金钢和铸铁等，含氧量增加，则阴极过程加速，使金属腐蚀速度增加。但对依靠表面钝化膜提高耐蚀性的金属，如铝和不锈钢等，含氧量增加有利于钝化膜的形成和修补，使钝化膜的稳定性提高，点蚀和缝隙腐浊的倾向减小。
3.3、CO2、碳酸盐的影响
海水中的CO2主要以碳酸盐和碳酸氢盐的形式存在，并以碳酸氢盐为主。海水中的碳酸盐对金属腐蚀过程有重要影响。除CO2水合生成碳酸根离子外，海洋生物的新陈代谢作用以
及动植物死亡后尸体分解也会产生碳酸盐，某些含碳酸盐的矿物和岩石的溶解也会增加海水中碳酸盐的含量。碳酸盐通过pH值的增大，在金属表面沉积形成不溶的保护层，从而对腐蚀过程起抑制作用。
3.4、温度的影响
海水的温度随着时间、空间上的差异会在一个比较大的范围变化。温度对海水腐蚀的影响是复杂的。从动力学方面考虑，温度升高，会加速金属的腐蚀。另一方面，海水温度升高，海水中氧的溶解度降低，同时促进保护性碳酸盐的生成，这又会减缓钢在海水中的腐蚀。但在正常海水含氧量下，温度是影响腐蚀的主要因素。这是因为含氧量足够高时（实测值为5 mL ／L以上），控制阴极反应速度的是氧的扩散速度，而不是含氧量。
3.5、海生物的影响
海生物在大多数情况下是加大腐蚀的，尤其是局部腐蚀。海水中叶绿素植物可使海水中含氧量增加，海生物放出的CO2使周围海水酸性加大，海生物死亡、腐烂可产生酸性物质和H2S，这些都可使腐蚀加速。此外，有些海生物会破坏金属表面的油漆或镀层，有些微生物本身对金属就有腐蚀作用。
四、一般石油管道防护失效原因
（1）架空管道
(2)埋地石油管道：
埋地金属石油管道腐蚀原因分析目前油田地下管网腐蚀问题较突出，且基本上都是钢管外壁腐蚀，其原因主要有以下几方面：
①早期埋地管道的防腐保温结构不合理。1990年前的泡沫管结构为：钢管一泡沫塑料一玻璃布，钢管外壁无腐蚀，泡沫保温层外防水层几乎无任何作用，泡沫塑料吸水后直接腐蚀钢管。再如黄夹克管，1991年以前，其结构为：钢管一泡沫塑料一聚乙烯夹克，这种结构也无外防腐层，同时，保温管段端部无防水措施，接头防腐保温补口质量差，补口或夹克层伤口处进水后，造成钢管腐蚀穿孔。
②材料自然老化。油田地下管网运行年限超过10年的已占全油田管线总数的60％以上(部分管线已运行30多年)，防腐层老化严重，腐蚀穿孔逐年增力口。
③土壤环境条件恶劣，地下水位高，土壤含盐量大，管线长期处于地下水浸蚀环境中，外壁腐蚀速度高，现场测试发现碳钢在油田部分区域土壤中平均腐蚀速度在0．3—0．6mm／a 之间(指裸钢)若管道防腐层局部破损(即漏地点)，由腐蚀电化学原理可知，将形成大阴极(非破损区)、小阳极(漏地点)，加速腐蚀反应，腐蚀穿孔速度将越来越快。
④阴极保护普遍未实施。阴极保护对地下管网十分有效，尤其是当防腐层老化或破损后，其效果更为明显，但目前油田管网电法保护除输油干线和站内设施外，因种种原因设计后未施工或保护设施被盗等，基本未发挥作用。
⑤管段防腐保温层预制，施工质量有待改进。钢管外壁防腐层未达到质量要求，沥青防腐管拉运、吊装及敷设过程中损伤情况常有发生。
（3）海洋管道目前海洋管道有几大类：跨海供水管道、采油的输油管道、深海排污管道。由于海洋潮汐流动所造成的不稳定性，对管线的自体强度有较高的要求。所以，海洋管道一
般均采用钢质管道。然而，钢质管道耐腐蚀性较差，一旦出问题，修复难度极大，特别是海底输油管道，往往抢修一个漏点就要花费近亿元。
在以上几类海洋管道，要属输油管道的防腐等级最高了。它采用的是目前防腐界普遍采用的三PE防腐，它是三层结构，喷沙除锈后喷涂环氧粉沫，然后涂共聚物胶，再缠上PE带。
海洋管道防腐失效原因:
①三PE防腐技术上存在的缺陷与目前市场上材料的质量问题
a. 、技术问题。环氧粉沫防腐涂层厚度，国际标准是250微米，是抛丸除锈最深处微米的三倍以上，而我们的国家标准是150微米，达不到抛丸除锈最深度70微米的三倍，其次是环氧粉沫喷涂的温度要求应达到200度以上，而我们的许多防腐加工企业却将喷涂温度控制在100度到120度之间，影响环氧粉沫的凝结强度，此外，在环氧粉沫与PE薄膜之间应该使用聚乙烯接枝胶，，为了降低工程成本，而现在许多加工企业使用的是常规热熔胶，使胶和PE材料的使用寿命不统一，质量次的热熔胶寿命只有3-5年。如果现在铺设管道施工中采用的是螺旋焊管，焊缝的高度有是两毫米，采用T模缠绕法PE胶带不能将焊缝两侧造成的沟槽完全覆盖，空气不能全部排出，是防腐工艺中的大忌。
b. 钱的问题。低价竞标造成的人为质量隐患世界上任何事物都具有两面性，工程招标也是一样，在许多工程甲方一味坚持以低价中标的原则下，迫使参标工程企业和原料生产方为中标，违反经济规律竞报低价。在生产成本上大做文章，因为赔钱生意谁都不会做，故此，造成了防腐工程市场上许多防腐技术名不符实。
②水泥内涂质量上易发生的问题。水泥做内涂材料在我国供水管道上属大量应用，至今在环墨管内壁上还在大量应用，其易龟裂脱落，造成灰份污染水质的情况是众所周知的，其次。由于其表面粗糙且吸水存留的特性，容易形成细菌大量滋生，产生大量的硫酸盐厌氧菌，造成水质的二次污染。因此，国际上有些发达国家已停止使用水泥内涂防腐。应该引起我国相关部门的高度重视。此外，小口径管件内接口处无法处理的问题也是防腐的重要隐患。③、环氧煤沥青防腐存在的技术质量问题。薄脆易损，强度不够，重防腐涂层的抗冲击强度应该是一项非常重要的技术指标，加拿大的著名管道公司NOV A公司认为，如果管道埋在一般性的土壤中，涂层的抗中击强度不应低于5.6J，若埋在多石地层中，则涂层的抗冲击强度不应低于17J。美国NACE RP 0169-96《埋地或水下金属管道系统的外腐蚀控制》标准的第五章第5.1.2.1条第（7）款规定：涂层必须“能够抵御搬运、储存和安装期的损坏”。实际应用中，环氧煤沥青涂层很难达到以上标准。
五、常用管道防腐对策
目前石油管道防护工程上主要由四类防腐腐蚀技术，分别是覆盖层技术电化学保护技术、缓蚀剂技术和合理选材优化结构。前两种技术直接与管道材料——环境界面，是应用最广泛的技术类别；缓蚀剂着眼与环境，最后一种技术着眼与材料本身，似乎是机械设计部分的事。但是搞设计的一定要多知道防腐需要考虑的角度，可以达到事半功倍的效果。下面分别介绍：
（一）覆盖层技术：
覆盖层可以使回路电阻增大或保持金属表面钝化状态或者是金属与外界隔离从而减慢
金属腐蚀速度，可分金属与非金属两大类：我国防腐涂层技术应用从70年度到现在的使用历程经历了从石油沥青（模仿前苏联）——双层聚乙烯——环氧煤沥青和黄夹克保温层——熔结环氧粉末——煤焦油瓷漆——三层PE防腐层技术。通过不断的摸索到现在可以根据不同情况具体的选择。但是主要用以下几种：
（1）几种常见的防腐层技术：
1. 石油沥青防腐层：石油沥青大多数是从石油炼制后的副产品，组成很复杂，以烷烃为主。该防腐层以汽油溶解的石油沥青为底漆，待底漆实干后，浇涂熔融的管道专用防腐石油沥青，同时缠绕玻璃布用以增强，外层覆盖聚氯乙烯薄膜。整个防腐层的厚度普通级为4mm，加强级为5.2mm，特强级为7mm。在良好的自然环境和严格的施工条件下，使用寿命可达30年，一般仅为15～20年，它是一种传统的防腐层, 石油沥青层加强玻璃布聚氯乙烯膜组成,价格便宜,耐候性好及对多种物体的粘结性较好,施工简单,技术成熟,所以大量用于金属防腐。仍然在我国大量的使用。
主要优点是：施工技术比较成熟、造价较低，与阴极保护兼容性好，防渗性能好,不易产生针孔,阴极保护电流低,耐阴极剥离性能好,容易修补取材容易、施工技术简单。
主要缺点是：力学性能差、耐环境应力开裂差、吸水率高、绝缘电阻低，阴极保护电流大、易被植物根系穿透，不耐微生物，防腐工劳动条件差，对环境有一定的污染、耐温性差、热稳定性差、易老化开裂、温度高时老化更快。在运输、施工和运行中极易受伤，阴极保护站间即一般仅为30～50km。对于热油管道，管道顶部防腐层会因长期流淌而减薄。
2. 煤焦油瓷漆防腐层
煤焦油瓷漆曾经是西方先进国家最为广泛使用的管道防腐涂层,它以氯化橡胶涂料为底漆，底漆实干后，高温浇涂煤焦油瓷漆，同时缠绕内、外缠带进行增强。由于其良好的物理化学性能和稳定的防蚀性能，原材料来源广、价格低廉，直到80年代中期，在防腐材料用量上一直高居首位。近年来由于环保意识增强及性能更先进的防腐层出现等原因，该防腐层在国外的用量大幅度下降。目前西欧一部分国家在陆地管道已不再使用煤焦油瓷漆防腐。
主要优点是：来源广，中国有丰厚的煤炭资源，具有很强的抵抗细菌、石油制品侵蚀能力，吸水率较低、防腐层的致密性和绝缘性高于石油沥青、阴极保护电流小、不怕深根作物，在较高使用温度下，能保持性能稳定，使用寿命较长等。
主要缺点是：毒性大（含有致癌物质）、机械强度不高、损伤机率大、低温发脆、高温流淌、钢管防腐造价比石油沥青涂层高。所需阴极保护电流密度较大，阴极保护的站间距也仅为30～50km。
3. 环氧煤沥青防腐层：环氧煤沥青涂料是将环氧树脂和煤沥青混溶在一起，并配合固化剂使用的双组分溶剂型涂料，该涂料通常分为底漆和面漆，底漆中通常加入适量的防锈颜料。该防腐层通常先涂敷一定厚度的（70μm）底漆，待底漆实干后，再刷涂面漆，同时缠绕玻璃布。环氧煤沥青用作长度较短的管道修复或形状不固定的设备（例如：阀门、管件等）的防腐涂层，多年来己被广泛使用。
主要优点是：抗土壤应力好，对外力引起的穿透抵抗力较好，耐温性能好，在93℃下使用仍然能保持防腐层的性能；
主要缺点是：较脆，对外来的人为因素破坏仅有勉强够格的抵抗力。环氧煤沥青常用于
现场涂覆，存在的主要缺点是固化时间过长（24h或更长），使涂覆后的埋地管道或设备必须等待很长时间才能进行管沟回填，为防止未固化防腐层受到杂物沾污，还必须提供保护措施，使得在长距离管道上使用环氧煤沥青涂料十分困难。
4. 胶粘带防腐层
胶粘带是在聚乙烯基带上粘结胶粘剂，早期的产品涂敷溶剂型胶粘剂，该类产品粘结力差，目前胶粘带通常采用热复合工艺，即将胶粘剂与聚乙烯基带高温粘结在一起，粘结力大幅提高。
主要优点是：绝缘电阻极高，抗杂散电流腐蚀的能力也极好，适于现场施工；
主要缺点是：当钢管表面处理和缠绕质量不好时，易造成粘结力差，使得防腐层容易剥离；当防腐层发生剥离时，对阴极保护电流产生屏蔽，造成防腐层过早失效。由于胶粘剂是橡胶类的物质，软化点低。当温度较高时，胶粘带的粘结力变的很低，不足以抵抗土壤应力。因此，该防腐层常出现褶皱现象。此外还易发生外来的人为损坏、阴极剥离和应力腐蚀开裂。5．熔结环氧（FBE）粉末防腐层
熔结环氧粉末防腐层是将防腐用环氧粉末通过静电涂敷技术，涂敷到230℃左右的钢管上，环氧粉末在钢管表面熔融并固化。
主要优点是：对钢管表面粘结力强、抗土壤应力的作用好、耐化学介质浸泡性能好、硬度高、摩擦系数小、阴极剥离半径小、使用范围广、预制费用适中等；
主要缺点是：防腐层薄且相对较脆、单层熔结环氧防腐层的厚度仅为400～500μm、耐冲击性较差，另一缺点是吸水率较高，高达0.83%长期浸泡于水中,有产生鼓泡的可能,同时单层FBE易产生针孔工程,修补工作量很大，在运输、施工过程中极易造成损伤，水汽渗透率高、防腐层的修补和环焊缝补口相对难度较大。
6．双层聚乙烯（二层PE）防腐层
二层PE防腐层曾是七十年代至九十年代欧洲使用最为广泛的外防腐层。该防腐层的第一层为胶粘剂，第二层为PE。
主要优点是：具有极其优异的力学性能，抗冲击性好、韧性好、水汽渗透率低、抗土壤应力的作用好、耐化学介质浸泡、绝缘电阻高，不污染环境、补口与补伤容易、运输与施工中损伤少；
主要缺点是：PE与钢管粘结性能不理想，粘结力不如环氧，易发生粘结失败，防腐层与钢管脱离，失去粘结性的双层聚乙烯防腐层会形成对阴极保护电流起屏蔽作用的绝缘壳，给阴极保护带来困难，若一旦进水，阴极保护电流没法穿透聚乙烯到达钢管表面，极易出现防腐层屏蔽，发生膜下腐蚀。
7．三层聚乙烯（三层PE）防腐层
三层聚乙烯防腐层的结构为熔解环氧－共聚物胶粘剂－聚乙烯防腐层，简称三层PE。该防腐层是以环氧粉末涂料为底漆，以改性聚烯烃为中间层，以聚乙烯为面层，由于改性聚烯烃分子链上接枝了马来酸酐，因此可以与环氧底漆形成化学结合，同时又可以和面层形成物理融合，从而形成统一的整体，表现出优异的性能。三层PE用于输出介质温度≤70℃的管道。目前，在国际上被认为是最先进的管道外防腐技术。在3PE防腐设备，三层PE已率先在石油天然气系统得到应用。我国已建成的陕京天然气管道及库鄯输油管道，工程西气东输近
4000公里管道均采用了三层PE外防腐涂层。在3PE防腐设备，陕气进津67公里高压管道、外环线30公里高压天然气管道、陕京线地下储气库122公里管线也是采用的三层PE。它已成为今后管道外防腐层的发展3PE防腐设备方向。
主要优点：
①防腐性能好：（由于聚乙烯具有高分子量、高力学性能、不吸水、抗老化等特点，，因此其防腐层克服了石油沥青、煤焦油瓷漆防腐层耐温性差、机械强度低的缺点；同时克服了单层环氧粉末防腐层吸水率高、不耐冲击、抗外界机械损伤能力差的不足。由于环氧底层的采用，该防腐层又克服了聚乙烯胶粘带和两层聚乙烯防腐层粘结性能差的缺陷，是当今防腐层中最理想的防腐系统之一。
②防腐产品质量稳定：三层PE防腐层的原材料均为合成材料，具有严格的规范和质量要求，因此原材料的内在质量可以有效的控制。同时三层PE的防腐方案己形成严谨的标准体系，其涂敷过程从预热、抛丸除锈到涂覆、产品的检验、管端打磨都有法可依，有据可查，从而确保了产品质量稳定。
③环境污染小：在三层PE防腐层的生产过程中，由于所用材料都是无污染环保型产品，无有害气体和物质的排放，并且设置了预防噪音的装置。因此该防腐层有利于环境保护，也有利于施工人员的身体健康。
④造价已趋经济合理：国际三层PE防腐层每m2造价约10～12美元。我国在初期引进吸收这种防腐结构时，每m2造价约108～112元人民币。随着材料的国产化、生产人员素质的提高，最近每m2造价已降至75元人民币。由于造价的降低，使该防腐层的优势更加明显，大面积应用于陆上、海洋石油天然气管道将是必然的趋势。
主要缺点：
①不能与阴极保护协调工作，对保护电流构成屏蔽三层防腐层的外层聚乙烯用来阻止水气渗透和保护底层环氧粉末不受机械损伤，聚乙烯是非极性物质，与水分子无亲和力，是良好的绝缘材料。但是高的绝缘强度和机械强度也有其不利的一面，一旦涂层破损，当水通过缺陷进入到未受损的涂层部位时，由于聚乙烯的内聚强度远大于其粘结强度，就会对保护电流产生屏蔽。而环氧类防腐层由于内聚力小于其粘结力，则可使阴极保护电流到达钢管表面，使钢管变成阴极。对于一种防腐层而言，内聚强度与粘结强度的比值越高，屏蔽的趋势就越高，屏蔽是一种风险，通常难于检测，因此在选择防腐层时应予考虑。
②三种不同族的材料组合存在分层的危险３ＰＥ防腐层是由底层环氧粉末、中层粘胶剂和面层聚乙烯组成，三种不同族的材料之间有明显界面，操作时工艺参数调整不当，包敷时有空气进入均存在分层危险，分层会造成剥离，且不易发现，但在管端往往则易发现端倪（如翘边）。
③使用温度受限制聚乙烯是一种对环境应力开裂极为敏感的材料，较高的温度、钢管内压及环境应力、外界腐蚀介质侵蚀，均会促进应力开裂，温度的影响尤为明显。在室温２５摄氏度时，聚乙烯的分子运动就已十分明显，当温度增加时，聚乙烯的机械性能会下降，环境应力开裂会上升。因此聚乙烯作为管道的包敷层，当温度超过５５摄氏度时，压气站出口段及裸露管段应考虑聚乙烯环境应力开裂的危险。
④底层的环氧粉末涂层的厚度难于检测环氧粉末的作用是阻止氧气的渗透，提供与钢材
的良好粘结并起腐蚀保护的作用，但是，环氧粉末层的厚度最佳比例是多少？国内外的看法各异，不同的工程差异也很大，从８０～２５０微米不等，最小厚度应该达多少？目前既无定论，也无有效的检测方法，成为业主与涂敷商争论的焦点之一。
⑤焊缝处防腐层减薄无法消除３ＰＥ防腐层挤出的粘胶剂和聚乙烯侧向缠绕时，由于压辊的作用，使防腐层在焊缝突起处不可避免地会减薄，减薄量可达到防腐层的２０%-３０%，一根管子的防腐层出现厚薄不均的问题难以解决。如为保证焊缝处防腐层的厚度，往往要加厚管体防腐层的厚度，从而造成材料浪费，成本上升。
7.1 3PE管道应用实例
陕京管道2003年开挖763 m长管段，3PE防腐层共有破损点4个。由破损点的缺陷形式可以看出，防腐层的破损均是由硬物划伤所致。对3PE直管和冷弯管3个探坑检查，共检测17处剥离强度，其中5处剥离强度值低于70N／cm，最小剥离强度30 N／cm，其余部位最小剥离强度120N／cm，最大剥离强度200N／cm。产生原因为陕京管道是国内首次采用3PE涂敷技术，涂敷商的涂敷水平有限，对工艺过程的控制能力相对较差，可能导致个别管道的涂敷工艺设置不当造成防腐层粘结力差。防腐层剥离强度低只是个别部位，而且只要防腐层无破损，也不会造成管道腐蚀。
（2）几种国外先进防腐层（实例）：
加拿大BrederoShaw 公司具有业界最大的技术和服务专家队伍，在 6 大洲有27 条管道涂层生产线。该公司设计的几种独特、先进的，适用于陆地和海底管道的 3 大防腐技术就是：
①高效复合涂层系统(HPCC) ，具有优良的对管道表面的粘接力、出色的固有剪切阻力特性、低温柔韧性、抗冲击、抗阴极剥离和非常低的渗透性；高效复合涂层系统(HPCC) 是全粉末涂覆的多组分涂层系统：内层为FBE( 熔化粘结环氧树脂) ，外层是中密度聚乙烯涂层，中间层是化学改性的聚乙烯胶粘剂，起粘接作用。这种复合涂层三组分的所有材料，都是通过静电粉末喷涂系统来涂覆的。中间的粘结层是胶粘剂和一定浓度FBE 的混合物，这样不管是在胶粘剂和底层的FBE 之间，还是在胶粘剂和外层的聚乙烯涂层之间都没有毛刺，并具有界线分明的界面。胶粘剂和聚乙烯实际上是类似物质，能轻易混合在一起，因此涂层能够相互紧密相连，如同单涂层系统一样不会分层。即使有巨大的温差变化，HPCC 的内部应力增长也很小。中国环氧树脂行业协会(https://www.doczj.com/doc/a43164841.html,) 专家表示，HPCC 具有优良的对管道表面的粘接力、出色的固有剪切阻力特性、低温柔韧性、抗冲击、抗阴极剥离和非常低的渗透性。
②高强度钢粉末涂层低温涂敷技术，在寒冷的气候环境下发挥防腐作用；高强度钢粉末涂层低温涂敷技术。目前高屈服强度钢越来越多被应用于建设油气管道。在寒冷的气候环境下在高强度钢上涂覆的涂层，必须能够经受低温的考验并保持管道所需要柔韧性。一般的做法是在涂覆FBE 涂层之前，须将钢管预热到240 ℃。然而如此高的预热温度，将会改变高强度钢的冶金性能，使金属变得更脆，这样钢材对寒冷气候的适应性就会降低。为了保持高强度钢的机械性能，在涂覆FBE 涂层时钢管的涂覆温度必须低于200 ℃。据中国环氧树脂行业协会(https://www.doczj.com/doc/a43164841.html,) 专家介绍，BrederoShaw 公司开发了一种特别的涂覆HPCC 的工艺，使涂覆温度可以降到180 ℃以下，应用于加拿大和美国的管道项目中，取
得了令人满意的结果。在施工现场卸载和装套管过程中涂层没有任何损伤，在-45 ℃的低温弯曲下没有损伤防腐层。
③Thermotite 稳流保证技术，用来满足防腐、绝缘和通畅保证的要求。Thermotite 绝缘和稳流保证技术，是用来满足防腐、绝缘和通畅保证的要求。Thermotite 技术是指由多层聚乙烯构成，底层通过融结环氧粉末与钢材基体相连。5 层系统的结构为里面3 层通过侧挤或压挤的方式进行涂覆，在涂覆外面的两层热绝缘层( 聚丙烯泡沫层和外夹克层) 之前，应对里面3 层进行质量检测。在热绝缘生产线上聚丙烯泡沫层，和外夹克层应通过压挤的方式同时进行涂覆，这样可以确保泡沫中不包含空气。与传统的聚丙烯泡沫结构相比，应用在Thermotite 系统上的是一种特殊的聚丙烯泡沫，其泡沫细胞结构更为合理。这种泡沫具有很多优良的性能，如高融化强度、高抗蠕动性和高硬度，可应用在深达1500 米的水下。据中国环氧树脂行业协会专家介绍，若需要在更深的水下使用，则可应用多达7 层的绝缘系统解决方案，同时在矩阵型固体聚乙烯中添加玻璃微粒，起加固作用形成复合泡沫塑料，以提高多层聚丙烯系统抗水深和低温性能。
（3）搪瓷与衬里防腐技术
3.1搪瓷分底层搪瓷和面目搪瓷。底层搪安用来改进面层搪瓷与金属的粘贴性能；以减少金属与搪瓷的机械皮力和热区力；此外它还可消除金属杂质对面层涂料量的不良影响，但是的耐蚀性较差。搪瓷涂层是由其基础树脂的化学交联作用来固化的，固化通常由在高温或者潮湿的开始。搪瓷涂层在经过固化以后，不会再被原来的溶剂所溶解，它的价位比较适中，也具有好的（或者优良的）附着效果、抗风化和抗化学腐蚀性，具体能力取决于它的基础树脂（通常是聚酯的或者聚亚安酯的，中等的涂层厚度）。搪瓷涂层也会降低盘管的性能，但是优于环氧树脂涂层和酚醛树脂涂层，因为它的涂层厚度较小，传热性能比较高。
（二）电化学保护（阴极保护法）
在金属石油管道中广泛采用的是阴极保护，阴极保护在我国石油管道上的应用研究始于1958年。到了70年代，我国的场输油管道已广泛采用了阴极保护。目前，阴极保护技术已做到了法律化、标准化，第一部管道防腐技术标准是SYJ7-84《钢制管道和储罐防腐蚀工程设计规范》。
1. 阴极保护原理
阴极保护是一种用于防止金属在电介质（海水、淡水及土壤等介质）中腐蚀的电化学保护技术，该技术的基本原理是使金属构件作为阴极，对其施加一定的直流电流，使其产生阴极极化，当金属的电位负于某一电位值时，该金属表面的电化学不均匀性得到消除，腐蚀的阴极溶解过程得到有效抑制，达到保护的目的。
2. 阴极保护常用方法
2.1 牺牲阳极法
它是由一种比被保护金属电位更负的金属或合金与被保护的金属电连接所构成。在电解液中，牺牲阳极因较活泼而优先溶解，释放出电流供被保护金属阴极极化，实现保护。作为牺牲阳极材料，必须能满足以下要求：
①要有足够负的稳定电位；
②自腐蚀速率小且腐蚀均匀，要有高而稳定的电流效率；
③电化学当量高，即单位重量产生的电流量大；
④工作中阳极极化要小，溶解均匀，产物易脱落；
⑤腐蚀产物不污染环境，无公害；
⑥材料来源广，加工容易，价格低廉。
2.2 强制电流法
它是由外部的直流电源直接向被保护金属通以阴极电流，使之阴极极化，达到阴极保护的目的。它由辅助阳极、参比电极、直流电源和相关的连接电缆所组成。
辅助阳极的功能是把保护电流送入电解质流到保护体上，故阳极工作时处在电解状态下。对辅助阳极的基本要求有：
①导电性好；
②排流量大；
③耐腐蚀，消耗量小，寿命长；
④具有一定的机械强度、耐磨、耐冲击震动；
⑤容易加工、便于安装；
⑥材料易得、价格便宜。
按阳极的溶解性能，辅助阳极可分为：可溶性阳极、微溶性阳极、不溶性阳极3大类。直流电源是强制电流的动力源，它的基本要求是稳定可靠，能长期连续运行，适应各种环境条件。常见的直流电源有：整流器、恒电位仪、恒电流仪、热电发生器、密闭循环蒸汽发电机（CCVT）、太阳能电池、风力发电机、大容量蓄电池等。
3. 排流保护
在有杂散电流的环境中，利用排除杂散电流对被保护构筑物施加称为排流保护，通常排流方法有3种：
①直接排流
当杂散电流干扰电位极性稳定不变时，可以将保护体和干扰源直接用电缆相连，排除杂散电流。这种方法简单易行，但如选择不当，会造成引流，加大杂散电流。
②极性排流
当杂散电流干扰电位极性正负交变时，可通过串入二极管把杂散电流排回干扰源，由于二极管具有单向导通性能，支允许杂散电流正向排出，负向保留作阴极保护。此法是目前广泛使用的排流法。
③强制电流
上述二种方法，只有在排流时才能对保护体施加保护，而不排流期间，保护体就处于自然腐蚀状态，因而又出现了第三种排流方法——强制电流。强制电流就是通过整流器进行排流。当有杂散电流存在时利用排流进行保护，当无杂散电流时用整流器供给保护电流。
4. 阴极保护实例
2001年9月27日~10月15日桑解油田阴极保护改造工程进行系统联调及普测。经逐站通电调试进入设备、配零部件的电气运行正常状态后，进行系统联调，进一步取得各电气参数和腐蚀保护电化学技术状态的协调和均衡。取得主要系统性能参数为：深井阳极接地电阻为：0.12~0.3 达到国内最好的技术性能，各恒电位整流电源输出电压为：4~12V,输出电流：
20~40A，保护电位：-0.85~-1.5V(相对于铜/饱和硫酸铜参比电极)保护总电流为：270A，管道保护范围达到并超过设计规定的198km;(12万m2),超过原设计的保护范围178km, 11万m2. 其中：保护解放渠油田预留备用石油管及注水管；经测量325供水管线自解转站至轮南均得到有效保护，工程全部达到设计要求。各分项工程性能良好，外观整齐、标记清晰。桑解油田阴极保护改造工程于2001年9月26日完工，9月27日~10月25日进入系统调试和测试分析。并于2001年10月20日通过桑解作业区组织的工程验收；2001年10月30日通过塔里木油田有关领导和部门组成的工程验收。
5. 阴极保护的技术要求：
对裸露的金属表面，单用阴极保护技术可以起到防蚀作用，但因耗电巨大而不经济，甚至不可行。单用涂层保护不用阴极保护技术也是不可行的，因为理想状态的涂层永远实现不了，一旦涂层上有针孔或破损，就会形成大阴极( 覆盖部分) 、小阳极( 针孔或破损部分) 的腐蚀电池，由于这一电池的作用，使腐蚀集中在破损或针孔的局部，这一作用的结果比不用涂层还危险，加速了管道的点蚀速率。由于涂层的使用，大大地减少了管道裸露的表面，使得阴极保护的电流密度急剧降低，极大地扩大了保护范围，使阴极保护变得经济和可行。所以当今世界上公认的埋地管道防蚀技术是涂层与阴极保护相结合J ，且国内外标准、规范都有相应的规定。
5.1阴极保护技术应用于埋地管道应符合下列条件：
①腐蚀介质必须是能导电的，以便能建立起连续的电路；
②被保护的金属材料在所处的介质中要容易进行阴极极化，否则耗电量大，不易于进行阴极保护；
③电绝缘已成了阴极保护必不可少的条件，为了降低保护电流密度要采用覆盖层绝缘，为了防止电流的流失要将保护管道与非保护管道进行电绝缘；
④和电绝缘相对应，被保护管道问的电连续性是阴极保护的又一条件。
阴极保护分为外加电流阴极保护和牺牲阳极阴极保护两种方法。外加电流阴极保护是利用外部直流电源给被保护的管道提供电流，使整个管道表面变成阴极从而得到保护的技术。外加电流阴极保护装置主要包括直流电源、阳极装置、连接导线以及监测系统。
牺牲阳极阴极保护是利用比被保护金属电极电位更负的金属或合金给它提供电流，使之得到保护的一种技术。目前常用的牺牲阳极材料有镁合金、锌合金等。
5.2一般埋地管道在下述情况下采用阴极保护技术。
①站问集油、掺水管道，污水管道，输气管道，轻烃管道等，宜采用牺牲阳极保护。为确保阴极保护效果，在被保护管道首、末端必须安装绝缘接头。在采用牺牲阳极保护时，土壤电阻率小于或等于1 5 n ·m的环境中宜使用组合式锌阳极；土壤电阻率大于1 5 n ·m、小于1 0 0 1 ~·m的环境中宜使用组合式镁阳极；当土壤电阻率大于1 0 0 1 ~·m时，不宜采用牺牲阳极保护。
②长输管道通常宜采用外加电流阴极保护法。为确保阴极保护效果，在被保护管道首、末端必须安装绝缘接头。
③大型站库内埋地管道宜采用区域性阴极保护。